La geotermia puede aportar electricidad continua y, bajo ciertas condiciones, capacidad, flexibilidad y servicios útiles para una red con más solar y eólica. Pero firmeza, factor de planta y respuesta rápida no son sinónimos. El valor real depende de la central, el reservorio, la interconexión y la forma en que CENACE pueda utilizarla.
México puede instalar miles de megawatts solares y eólicos, pero el operador del sistema tiene una obligación que no cambia con la tecnología: mantener generación y demanda equilibradas prácticamente en todo momento, conservar frecuencia y voltaje dentro de límites y disponer de reservas para contingencias. La electricidad solar puede caer al terminar la tarde; la eólica cambia con el recurso; una central puede salir de servicio sin aviso; y la demanda no espera a que vuelva el sol.
En ese contexto, la geotermia tiene un atributo valioso: su fuente primaria de energía no depende del clima de cada hora. Una planta con reservorio sano y equipos disponibles puede producir de día, de noche y durante periodos de baja generación eólica o fotovoltaica. Pero de ahí no se desprende que toda central geotérmica sea automáticamente flexible, que pueda vender cualquier servicio auxiliar o que tenga garantizada su potencia en las horas más críticas.
La respuesta rápida
Sí: la geotermia puede ayudar a la confiabilidad del sistema eléctrico mexicano, pero hoy su escala es pequeña y sus atributos deben evaluarse unidad por unidad. Su contribución más clara es energía no meteorológicamente variable y capacidad que puede estar disponible durante muchas horas. Algunas plantas también pueden modular potencia y, si cuentan con controles, margen operativo, pruebas y habilitación correspondiente, apoyar reservas, frecuencia o voltaje. Eso no convierte a “geotermia” en sinónimo de batería ni de ciclo combinado.
En 2024 la generación geotermoeléctrica fue de 3,576 GWh, apenas 1.02% de la generación neta inyectada al SEN, y cayó 14.06% frente a 2023. Es decir: su perfil puede ser sistémicamente útil, pero la flota mexicana actual no tiene todavía una escala capaz de resolver por sí sola el reto de balancear una red nacional cada vez más renovable.
Metodología: separar el discurso de los atributos que el sistema realmente reconoce
Esta investigación cruza cuatro capas. La primera es operación real: generación y capacidad reportadas por la Comisión Nacional de Energía y CFE. La segunda es regulación operativa: definiciones de Potencia, Horas Críticas y Servicios Conexos de CENACE. La tercera es evidencia tecnológica internacional sobre plantas geotérmicas operadas de forma flexible. La cuarta es planeación: el Plan de Desarrollo del Sector Eléctrico 2025–2039 y anuncios federales vigentes a septiembre de 2026.
Hay una limitación importante. No se localizó información pública a nivel de unidad que demuestre que Cerro Prieto, Los Azufres, Los Humeros o Las Tres Vírgenes estén actualmente adjudicando de manera identificable regulación secundaria de frecuencia, reserva rodante u otros productos específicos del Mercado Eléctrico Mayorista. Por ello, el artículo distingue entre capacidad técnica posible y servicio comercial u operativo públicamente comprobado.
El problema que intenta resolver: una red no vive de promedios anuales
En 2024 la solar fotovoltaica a gran escala aportó 5.29% de la generación neta del SEN y la eólica 5.67%; juntas sumaron 10.96%. A esa cifra se añade generación distribuida fotovoltaica que no está incluida en la misma tabla de generación neta centralizada. El aumento de renovables variables no es un problema por sí mismo: el reto aparece cuando sus cambios coinciden con demanda alta, salidas de centrales, congestión de transmisión o errores de pronóstico.
CENACE calcula requerimientos de Servicios Conexos por hora y zona de reserva precisamente para enfrentar contingencias, variabilidad y errores de pronóstico. El Código de Red exige reserva operativa suficiente para mantener frecuencia y tensión y establece que parte de esa capacidad debe poder activarse dentro de ventanas definidas. Esto ayuda a entender por qué “tener suficientes MWh al año” no es lo mismo que “tener recursos adecuados en el minuto y lugar correctos”.
La geotermia entra en esa conversación porque puede reducir la cantidad de energía que debe aparecer después de la puesta del sol o durante una baja eólica prolongada. Sin embargo, para aportar reserva ascendente necesita operar por debajo de su máximo o tener capacidad disponible; para regulación de frecuencia necesita control y margen de maniobra; y para ser útil como Potencia debe estar físicamente disponible y poder entregar a la red durante las horas críticas.
Firme no significa inflexible: las palabras que suelen confundirse
La diferencia central es ésta: una planta puede tener alto factor de planta porque produce casi todo el año y, al mismo tiempo, ofrecer poca reserva ascendente si siempre opera al máximo. También puede tener una turbina capaz de cambiar carga rápido, pero no hacerlo porque su contrato remunera mejor cada MWh producido que la capacidad retenida para servicios de red.
Qué aporta realmente una central geotérmica
| Atributo | ¿Puede aportarlo? | Bajo qué condiciones | Limitación | Evidencia |
|---|---|---|---|---|
| Energía continua | Sí, es su atributo más sólido. | Reservorio productivo, pozos, turbina y auxiliares disponibles. | Declinación, mantenimiento, química de fluidos y fallas reducen producción real. | IRENA, CFE, DOE. |
| Capacidad / Potencia | Potencialmente sí. | Debe estar disponible para producir y poder entregar por la red durante horas críticas. | Congestión o indisponibilidad reduce la capacidad acreditable. | CENACE: DPF y DEF. |
| Flexibilidad | Sí en diseños y modos de operación determinados. | Válvulas, control, rango mínimo-máximo, reservorio y contrato compatibles. | Reducir carga sacrifica energía; algunos esquemas elevan O&M o complican manejo de vapor. | DOE, Puna, The Geysers. |
| Regulación de frecuencia | Puede ser técnicamente posible. | Gobernador/CAG, telemetría, pruebas, margen arriba y abajo, requisitos de CENACE. | No se localizó evidencia pública de adjudicación por unidad geotérmica mexicana. | CENACE + casos internacionales. |
| Soporte de voltaje | Posible en generadores síncronos dentro de su curva de capacidad. | Excitación, control de reactivos y requisitos de interconexión. | No toda arquitectura eléctrica ofrece el mismo desempeño ni existe evidencia pública de oferta por campo. | Código de Red e ingeniería de máquinas. |
| Reserva | Sí, si existe potencia retenida y la unidad satisface tiempos de activación. | Operación por debajo del máximo o capacidad disponible según el producto. | Hay costo de oportunidad por dejar de vender energía. | CENACE y experiencia internacional. |
| Inercia | Puede aportarla una unidad síncrona cuando está conectada. | Masa rotatoria acoplada eléctricamente al sistema. | Depende del generador y arquitectura; no debe atribuirse igual a toda planta binaria o interfaz electrónica. | Principios de sistemas de potencia. |
Qué no puede resolver la geotermia
La geotermia no elimina la necesidad de transmisión. Un campo puede tener excelente recurso y aun así quedar limitado si la red no puede sacar su potencia. El propio esquema de Potencia de CENACE considera la Disponibilidad de Entrega Física, es decir, cuánto de la capacidad puede efectivamente contribuir después de considerar transmisión y distribución. Esta es la misma restricción que analizamos en el cuello de botella de transmisión eléctrica en México.
Tampoco sustituye universalmente almacenamiento. Una batería absorbe excedentes en un momento y los devuelve después; una planta geotérmica produce energía primaria. Tampoco responde como una batería de potencia en milisegundos. Y aunque una unidad geotérmica pueda reducir su salida al mediodía y recuperarla después, hacerlo no “almacena” automáticamente toda la energía no producida de manera equivalente a un BESS.
Finalmente, la geotermia no evita el riesgo de indisponibilidad. La producción de vapor puede declinar, los pozos pueden incrustarse, la corrosión deteriora equipos, la reinyección debe manejarse para sostener el reservorio y las turbinas requieren mantenimientos mayores. El hecho de que el calor de la Tierra sea continuo no significa que la infraestructura que lo convierte en electricidad tenga disponibilidad de 100%.
Cómo opera la geotermia mexicana hoy: pequeña en escala y con desempeño desigual
El Reporte de Confiabilidad del SEN 2024 de la Comisión Nacional de Energía registra 352,305 GWh de generación neta total. La geotermia aportó 3,576 GWh, 1.02%. La capacidad instalada neta total fue de 90,543 MW y la tecnología geotérmica representó 1.08%; esa participación no cambió frente a 2023. A partir de porcentajes redondeados, eso equivale aproximadamente a 978 MW netos, pero esta última cifra es un cálculo editorial y no debe presentarse como capacidad oficial exacta por campo.
El dato más importante no es que la geotermia tenga un factor de planta “teórico” alto, sino que la flota mexicana no produjo como una flota nueva ideal. IRENA reporta que los proyectos geotérmicos nuevos comisionados globalmente en 2024 promediaron un factor de capacidad de 88%, pero México tiene campos maduros y unidades de distintas edades. Con la capacidad nacional derivada de una participación redondeada, la utilización agregada implícita de 2024 cae en el rango bajo de 40%; no se presenta aquí como factor de planta oficial porque la base de capacidad está redondeada y mezcla activos con diferentes condiciones.
| Campo | Estado | Capacidad pública reciente | Generación 2024 | Factor de planta | Tecnología / unidades | Estado operativo documentado |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Cerro Prieto | Baja California | CFE publicó 570 MW como referencia de campo en material 2023; el informe 2024 localizado no desglosa capacidad actual del campo. | No desglosada. CFE Generación III reportó 1,731.2 GWh netos geotérmicos combinados para su portafolio que incluye Cerro Prieto y Tres Vírgenes. | No calculado: falta generación 2024 individual y capacidad homogénea de la misma fecha. | Vapor geotérmico a turbinas; documentos de mantenimiento confirman control de válvulas. | Mantenimiento enfocado en confiabilidad y control de potencia. |
| Los Azufres | Michoacán | 242.36 MW de capacidad efectiva, CFE, enero de 2026. | 1,393.2 GWh netos. | No calculado: la capacidad publicada corresponde a 2026 y la energía a 2024. | Unidades de vapor geotérmico. | CFE señala que aportó cerca de 40% de la generación geotermoeléctrica nacional en 2024. |
| Los Humeros | Puebla | Más de 95 MW efectivos, CFE, junio de 2024. | 349.7 GWh netos. | No calculado porque la capacidad se publica como “más de 95 MW”, no valor exacto homogéneo. | 6 unidades, 29 pozos productores y 3 inyectores. | La generación neta geotérmica de CFE Generación VI cayó 32.8% en 2024 por requerimientos del sistema. |
| Las Tres Vírgenes | Baja California Sur | 10 MW en referencia CFE 2023. | No desglosada en la tabla anual localizada. | No calculado. | Unidades pequeñas de vapor. | Su escala es reducida nacionalmente, pero su localización regional puede elevar su valor de confiabilidad. |
La decisión de no llenar los huecos con estimaciones es deliberada. Capacidad nominal, capacidad efectiva, disponibilidad y energía anual son variables distintas. Si se mezclan años o definiciones, un factor de planta aparentemente preciso puede ser metodológicamente falso.
Cerro Prieto: firmeza valiosa en un sistema separado, pero condicionada por el campo
Cerro Prieto tiene un valor sistémico especial porque está conectado al Sistema Interconectado Baja California, que tiene sus propias condiciones de reserva y Potencia. En ese contexto, cada megawatt disponible localmente puede ser más valioso durante periodos de demanda alta o restricciones de importación y transmisión. El campo también es el recordatorio de que la firmeza geotérmica depende del reservorio: la historia de Cerro Prieto incluye declinación de vapor y reconfiguración de capacidad.
Documentos de contratación y mantenimiento de CFE muestran algo operacionalmente interesante: las turbinas disponen de sistemas de válvulas y control para mantener velocidad y potencia. Eso demuestra que una unidad geotérmica no es simplemente un flujo de vapor “encendido para siempre”: la turbina puede regular potencia. Lo que no demuestran esos documentos es un rango de despacho comercial certificado por CENACE ni que la unidad esté vendiendo regulación de frecuencia.
Los Azufres: el activo que hoy sostiene buena parte de la geotermia mexicana
Los Azufres es el caso más claro de producción reciente. CFE reportó 1,393.2 GWh netos en 2024 y posteriormente informó una capacidad efectiva de 242.36 MW. La central produjo cerca del 40% de la energía geotermoeléctrica nacional ese año. Su ubicación en Michoacán la coloca dentro de la zona interconectada principal, donde su generación puede complementar solar y eólica sin depender de un único perfil meteorológico.
Su valor, sin embargo, no debe medirse únicamente por cuántos MWh produce. Si una unidad está disponible en las horas en las que las reservas del sistema son más escasas, puede aportar capacidad de mayor valor. El mecanismo mexicano para evaluar esa contribución mira las 100 Horas Críticas y considera la menor entre disponibilidad de producción y disponibilidad de entrega. En otras palabras, un megawatt geotérmico aislado detrás de una restricción de red vale menos para suficiencia que uno capaz de llegar físicamente a la demanda.
Los Humeros y Las Tres Vírgenes: dos ejemplos de por qué “constante” no significa “siempre al máximo”
Los Humeros cuenta con más de 95 MW efectivos, seis unidades, 29 pozos productores y tres inyectores según CFE. En 2024 produjo 349.7 GWh netos. El Informe Anual de CFE registra una caída de 32.8% en la generación geotérmica de la EPS Generación VI y atribuye la reducción a requerimientos del Sistema Interconectado Nacional. Este dato es útil porque muestra que incluso una fuente no meteorológica puede producir menos por decisiones o condiciones de operación del sistema.
Las Tres Vírgenes juega en otra escala. Su capacidad es pequeña frente al SEN, pero se localiza en Baja California Sur, donde la estructura eléctrica regional hace que una unidad local pueda tener un valor que no se refleja en su porcentaje nacional. Un megawatt disponible en un sistema pequeño y restringido puede ser más importante para confiabilidad que el mismo megawatt en una región con abundante capacidad y transmisión.
¿Puede subir y bajar generación? Sí, pero la respuesta depende de la tecnología
Históricamente, las plantas geotérmicas se diseñaron para maximizar energía: perforar es caro, el recurso es valioso y los contratos suelen remunerar MWh. IRENA señala que estas plantas normalmente buscan mantener flujos constantes del reservorio y operar tantas horas como sea posible. Por eso se asociaron con “baseload”. Esa estrategia económica no significa incapacidad física para modular.
| Tecnología | Cómo produce | Flexibilidad potencial | Restricción principal |
|---|---|---|---|
| Vapor seco | Vapor del campo entra a turbina. | Puede modular válvulas, desviar vapor o ajustar carga. | Manejo del vapor no utilizado, economía y comportamiento del campo. |
| Flash | Fluido caliente se separa; el vapor alimenta turbina. | Control de flujo, válvulas y turbina permite reducción/recuperación de potencia. | Separadores, presión, química, reinyección y manejo del excedente térmico. |
| Ciclo binario / ORC | El recurso calienta un fluido secundario en circuito cerrado. | Casos internacionales documentan modulación y rampas útiles en determinados diseños. | Bombas, intercambiadores, mínima carga estable y optimización térmica. |
| EGS / nueva generación | Reservorio estimulado o diseñado para circulación controlada. | Puede diseñarse con mayor intencionalidad para despacho y gestión térmica. | Madurez, perforación, costos y comportamiento geomecánico; no es la flota mexicana actual. |
El caso Puna Geothermal Venture, en Hawái, documentó operación flexible entre aproximadamente 22 y 38 MW, mientras The Geysers, en California, ha operado en modos de base, seguimiento de carga y punta. Estos casos prueban posibilidad, no universalidad. El propio DOE reconoce que estructuras contractuales orientadas a energía base pueden dar pocos incentivos para sacrificar MWh y reservar capacidad para servicios auxiliares.
CFE está estudiando además tecnología binaria. En noviembre de 2025 organizó un taller específico para aprovechar recursos geotérmicos o vapores de temperatura intermedia y baja en infraestructura existente. Esto abre una ruta de optimización, pero un taller técnico no equivale a una nueva unidad comercial en operación.
Qué servicios de red puede ofrecer: la ingeniería permite más que lo que hoy está públicamente acreditado
En México, CENACE define y remunera servicios como regulación, reserva rodante de diez minutos, reserva no rodante y reserva suplementaria. Para participar no basta declarar que una planta es “firme”: las unidades deben cumplir pruebas, telemetría, instrucciones de despacho y tiempos de respuesta. El Control Automático de Generación, cuando aplica, debe seguir los lineamientos asignados por CENACE.
Una central geotérmica sincronizada con generador convencional puede aportar respuesta primaria de frecuencia mediante el gobernador y soporte reactivo mediante su sistema de excitación, dentro de sus límites. Puede mantener reserva rodante si no usa toda su capacidad. Pero la frase correcta es “puede técnicamente, si cumple los requisitos”, no “la geotermia mexicana ya proporciona todos estos servicios”. No se encontró un registro público de fácil trazabilidad que permita atribuir adjudicaciones actuales de servicios conexos a cada campo geotérmico de CFE.
Geotermia + solar + eólica: complementariedad no significa sustitución
La complementariedad más intuitiva aparece al caer el sol. Una central geotérmica puede continuar produciendo durante la tarde y la noche sin “recargarse” previamente. Ese perfil reduce la cantidad de energía que debe venir de otras fuentes durante horas sin sol. La eólica puede complementar en algunos periodos, pero su producción sigue dependiendo de condiciones meteorológicas.
Sin embargo, la geotermia no corrige por sí sola una caída solar de minutos si está operando al 100% y no tiene margen para subir. Tampoco absorbe un excedente fotovoltaico como una batería. Si el sistema necesita más flexibilidad, podría convenir operar parte de la geotermia con margen, combinarla con almacenamiento o utilizar otras unidades de respuesta rápida. Esta combinación es más realista que enfrentar tecnologías como si fueran sustitutos absolutos.
Geotermia vs BESS: una genera energía, la otra la desplaza en el tiempo
| Variable | Geotermia | BESS |
|---|---|---|
| Producción de energía | Genera energía primaria a partir del calor del subsuelo. | No crea energía neta; almacena electricidad previamente cargada. |
| Duración | Puede producir continuamente mientras recurso y planta estén disponibles. | Limitada por MWh almacenados y estado de carga. |
| Respuesta | Segundos a minutos según unidad, control y servicio. | Muy rápida; electrónica de potencia puede responder en escalas subsegundo. |
| Almacenamiento | No es almacenamiento convencional. | Es su función central. |
| Capacidad firme | Puede contribuir si está disponible y entregable en horas críticas. | Puede contribuir según reglas, potencia, duración y estado de carga. |
| CAPEX | Muy dependiente de exploración, pozos y campo. | Depende de MW, MWh, química, integración y reposiciones. |
| Localización | Restringida por geología y recurso. | Mucho más flexible, aunque condicionada por red, suelo y seguridad. |
| Plazo | Multi-anual; exploración puede alargar desarrollo. | Normalmente más corto una vez asegurados interconexión y suministro. |
| Riesgo de recurso | Alto antes de confirmar reservorio. | No tiene riesgo geológico; sí degradación, suministro y desempeño. |
| Vida útil | Campos y plantas pueden operar décadas con manejo adecuado y reposición de pozos/equipos. | La batería se degrada y puede requerir augmentation o reemplazo de módulos. |
El plan eléctrico mexicano reconoce explícitamente esa diferencia: el almacenamiento acompaña a renovables variables y la geotermia aparece como generación. Nuestra investigación sobre el faltante de almacenamiento, red y control operativo explica por qué ninguna fuente firme elimina la necesidad de BESS cuando el servicio buscado es desplazar energía o responder extremadamente rápido.
Geotermia vs ciclo combinado: firmeza sin combustible contra flexibilidad con gas
Un ciclo combinado moderno tiene una ventaja clara para la planeación: el recurso geológico no tiene que descubrirse. Si existe suministro de gas, sitio e interconexión, la ingeniería del combustible es más predecible que perforar un campo geotérmico. Además, los diseños modernos pueden tener buenas rampas y un rango operativo amplio.
La geotermia compensa parte de esa desventaja con ausencia de compra continua de combustible y exposición mucho menor a volatilidad del gas. También evita depender de infraestructura gasífera para cada MWh. Pero su CAPEX está concentrado al principio y el pozo puede confirmar un recurso peor de lo previsto. México está invirtiendo simultáneamente en generación firme con gas y en renovables porque el sistema necesita un portafolio, no una sola tecnología.
| Tecnología | Energía continua | Flexibilidad | Riesgo dominante | Restricción geográfica | Rol sistémico típico |
|---|---|---|---|---|---|
| Geotermia | Alta cuando campo y planta están disponibles. | De media a alta según diseño y operación. | Subsuelo, pozos y reservorio. | Alta. | Energía firme + capacidad; servicios adicionales si se habilitan. |
| Ciclo combinado | Alta con combustible disponible. | Alta en diseños modernos, aunque no instantánea. | Gas, infraestructura, precio y emisiones. | Media. | Capacidad firme, seguimiento de carga y energía. |
| Hidroeléctrica con embalse | Condicionada por agua. | Muy alta en muchas configuraciones. | Hidrología y restricciones de embalse. | Alta. | Flexibilidad, energía, reservas y servicios. |
| Nuclear | Muy alta utilización. | Normalmente operada como base, aunque puede modular en ciertos diseños. | CAPEX, plazo, regulación y paros mayores. | Media-alta. | Energía y capacidad de largo plazo. |
| Solar FV | Diurna y meteorológica. | Puede recortar rápido; subir sólo hasta recurso disponible. | Perfil solar, red y curtailment. | Baja-media. | Energía diurna; necesita complementariedad. |
| Eólica | Variable con el viento. | Puede recortar; subir depende del viento disponible. | Recurso, red y pronóstico. | Media. | Energía variable de bajas emisiones. |
Lo que cuesta: el LCOE no captura todo el valor de confiabilidad
IRENA reportó para proyectos geotérmicos nuevos comisionados en 2024 un LCOE global ponderado de 60 USD/MWh, un costo instalado promedio de 4,015 USD/kW y factor de capacidad medio de 88%. La muestra incluyó pocos proyectos y los costos por sitio fueron muy dispersos, reflejando profundidad, calidad del reservorio, número de pozos y costo de perforación.
Estos números no son un presupuesto mexicano. Tampoco deben compararse sin más con el costo de una batería o con una planta solar, porque el servicio no es idéntico. IRENA advierte que el LCOE es una métrica a nivel de planta y que la electricidad realmente entregada puede verse afectada por curtailment, restricciones de red, reglas de mercado y despacho. Una tecnología con LCOE ligeramente mayor puede tener valor sistémico superior si produce en horas escasas; y una tecnología barata puede requerir red, reserva o almacenamiento adicional.
El problema de perforar antes de saber: por qué la confiabilidad futura cuesta capital hoy
Una granja solar puede medir irradiancia, modelar módulos y obtener una distribución estadística de producción sin perforar kilómetros de roca. En geotermia también existen geología, geofísica y geoquímica, pero conocer temperatura, permeabilidad y caudal comercial suele requerir pozos costosos. Es una diferencia financiera fundamental.
Ese perfil eleva el costo de capital antes de que exista flujo de efectivo. Una perforación fallida puede destruir la economía de un proyecto que parecía competitivo en LCOE. Por ello, los mecanismos de garantías de exploración, datos públicos y financiamiento por etapas son tan importantes como la turbina. La lógica coincide con nuestro análisis sobre por qué proyectos energéticos técnicamente atractivos no consiguen financiamiento.
Dónde tendría sentido nueva capacidad: recurso + red + demanda, no sólo un mapa de calor
El mapa geotérmico de México mostró que el potencial se concentra geográficamente. Para el sistema eléctrico hay que añadir otras capas: nodo de interconexión, capacidad de transmisión, demanda regional, horas críticas y capacidad alternativa disponible. Cerro Prieto puede ser estratégicamente importante para Baja California; Las Tres Vírgenes, aunque pequeña, puede tener valor local en Baja California Sur; Los Azufres y Los Humeros se integran en el sistema principal.
El PLADESE 2025–2039 incorpora geotermia dentro de la planeación de expansión y el Gobierno federal elevó la señal política en junio de 2026: anunció el objetivo de incrementar 90% la generación geotérmica entre 2024 y 2030. Si se aplicara literalmente sobre los 3,576 GWh de 2024, equivaldría a unos 6.8 TWh en 2030; éste es un cálculo editorial, no una meta expresada en GWh por el comunicado.
Un dato que pone la meta en perspectiva: el PLADESE registra 6,934 GWh de generación geotérmica en 2010. Un aumento de 90% sobre 2024 llevaría la generación de 2030 aproximadamente al nivel que México ya producía hace década y media. El reto no es únicamente descubrir nuevos recursos: también es recuperar, modernizar y sostener productividad de una flota madura.
Ese enfoque conecta con la investigación sobre Pemex, IMP, INEEL y UNAM alrededor de geoenergía y pozos. Nuevas tecnologías podrían ampliar la frontera del recurso, pero hoy la confiabilidad del SEN depende de activos que ya existen y de proyectos que puedan pasar de estudio a capacidad verificable.
Qué tendría que cambiar para escalar su valor sistémico
Primero, recuperar desempeño de los campos existentes. La generación geotérmica nacional de 2024 fue casi 49% menor que la de 2010. Mantenimiento, reposición de pozos, reinyección, manejo de incrustaciones, ciclo binario para calor residual y mejor modelación de reservorios pueden tener una ruta de riesgo menor que abrir un campo completamente nuevo.
Segundo, valorar capacidad y flexibilidad además de MWh. Si una planta puede prestar reserva o regulación, el modelo contractual debe reconocer el costo de operar con margen. De otro modo, el incentivo natural será producir al máximo y vender energía, aunque el sistema valore flexibilidad en ciertas horas.
Tercero, alinear exploración con planeación de red. No tiene sentido confirmar cientos de MW donde la transmisión no puede entregarlos. El análisis debe cruzarse con las zonas de estrés y proyectos de refuerzo que explicamos en las zonas bajo estrés eléctrico en México.
Cuarto, reducir riesgo financiero temprano. Datos geocientíficos, garantías de perforación y capital por etapas pueden bajar el costo de capital y hacer que un proyecto firme compita contra tecnologías con CAPEX inicial menos incierto.
Quinto, diseñar el portafolio como sistema. Geotermia, BESS, solar, eólica, hidro y gas resuelven partes distintas del problema. El objetivo no debería ser escoger una tecnología ganadora, sino minimizar costo y riesgo del conjunto mientras se cumplen confiabilidad, emisiones y restricciones de red.
Conclusión: ¿cuánto puede ayudar realmente la geotermia a la confiabilidad eléctrica de México?
Más de lo que su 1% de generación sugiere, pero mucho menos de lo que implica llamarla simplemente “el estabilizador” de la red. Una central geotérmica disponible puede entregar energía durante la noche, contribuir a suficiencia de capacidad y, si su diseño, control y operación lo permiten, modular generación y prestar determinados servicios de sistema. En configuraciones síncronas también puede aportar atributos electromecánicos que la generación basada exclusivamente en inversores no entrega de la misma manera.
El límite mexicano es la escala y el estado de los activos. La generación geotérmica cayó a 3,576 GWh en 2024; los campos son maduros; la capacidad no creció ese año; y no existe todavía una cartera públicamente desglosada que permita convertir la meta de +90% de generación hacia 2030 en MW, pozos y fechas verificables. Además, la flexibilidad geotérmica tiene un costo de oportunidad: una planta que reserva capacidad deja de vender parte de la energía que podría producir.
La conclusión de ingeniería es por tanto más útil que una consigna. La geotermia es una fuente renovable potencialmente firme y, en algunos diseños, flexible; su mayor valor para México está en diversificar el respaldo no meteorológico sin consumir gas, no en reemplazar baterías, transmisión, hidroeléctricas o ciclos combinados de manera individual. Si el país recupera producción de campos existentes, confirma nuevos recursos y remunera atributos de red, la geotermia puede convertirse en una pieza pequeña pero de alto valor dentro de una matriz más renovable.
Esta conclusión completa la progresión de la serie: desde cómo funciona la geotermia y por qué es firme, pasando por la historia de su rezago, hasta su uso directo en procesos industriales. El siguiente reto no es demostrar que el calor existe: es asignarle el valor correcto dentro del sistema.
Preguntas frecuentes
¿La energía geotérmica es constante?
El recurso térmico no depende de sol o viento y una central puede operar muchas horas del año. Sin embargo, su producción real puede bajar por mantenimiento, declinación del reservorio, pozos, incrustaciones, corrosión, decisiones de despacho o restricciones de red. “Constante” no significa disponibilidad de 100%.
¿Qué es generación firme?
En términos generales es generación capaz de estar disponible de manera predecible cuando el sistema la requiere. En el Mercado para el Balance de Potencia de México, la contribución de un recurso depende de su disponibilidad física para producir y para entregar energía durante las horas críticas, no sólo de su factor de planta anual.
¿Cuánta geotermia tiene México?
En 2024 la geotermia representó 1.08% de la capacidad instalada neta del SEN y produjo 3,576 GWh, equivalentes a 1.02% de la generación neta inyectada. CFE opera Cerro Prieto, Los Azufres, Los Humeros y Las Tres Vírgenes, además de existir generación privada.
¿Qué plantas geotérmicas opera CFE?
CFE identifica cuatro campos geotérmicos en operación: Cerro Prieto en Baja California, Los Azufres en Michoacán, Los Humeros en Puebla y Las Tres Vírgenes en Baja California Sur.
¿La geotermia puede complementar a la energía solar?
Sí. Puede continuar generando después de la puesta del sol y durante horas con baja radiación. Si además opera con margen y controles adecuados, ciertas plantas pueden modular su potencia. Eso reduce, pero no elimina, la necesidad de baterías, transmisión y otras fuentes flexibles.
¿La geotermia puede sustituir baterías?
No de forma general. Una batería almacena energía y puede responder extremadamente rápido; la geotermia genera energía continua. Ambas pueden aportar capacidad y flexibilidad bajo ciertas condiciones, pero resuelven servicios diferentes y son complementarias.
¿Qué factor de planta tiene una central geotérmica?
Depende del proyecto. IRENA reportó un promedio ponderado de 88% para nuevas plantas geotérmicas comisionadas en 2024, pero la flota mexicana madura no debe asumir automáticamente ese valor.
¿Por qué cuesta desarrollar geotermia?
Porque gran parte del riesgo aparece antes de vender electricidad. Estudios geológicos reducen incertidumbre, pero normalmente se requieren pozos para confirmar temperatura, caudal y permeabilidad. La exploración, perforación, reinyección y desarrollo del campo elevan CAPEX y riesgo financiero.
Fuentes esenciales
- Comisión Nacional de Energía. Reporte de Confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional 2024. Documento. Datos: generación, participación geotérmica, variación anual y capacidad por tecnología.
- SENER / Diario Oficial de la Federación. Plan de Desarrollo del Sector Eléctrico 2025–2039. Documento. Datos: serie histórica de generación 2010–2024 y planeación.
- CENACE. Cálculos para la Acreditación y Requisitos de Potencia. Fuente. Datos: 100 Horas Críticas, DPF y DEF.
- CENACE. Mercado para el Balance de Potencia. Fuente. Dato: marco vigente para Potencia y horas críticas.
- CENACE. Historia de Servicios Conexos del MEM. Fuente. Datos: regulación, reserva rodante, no rodante y suplementaria.
- CFE. Informe Anual 2024. Documento. Datos: generación de Los Azufres y portafolios geotérmicos de CFE.
- CFE. Los Azufres, 20 de enero de 2026. Fuente. Datos: 242.36 MW efectivos y cerca de 40% de la generación geotérmica nacional en 2024.
- CFE. Los Humeros, 12 de junio de 2024. Fuente. Datos: más de 95 MW, 29 pozos productores, tres inyectores, seis unidades y dos subestaciones.
- CFE. Taller de Tecnología de Ciclo Binario, 25 de noviembre de 2025. Fuente. Dato: evaluación de recursos de temperatura intermedia y baja e integración con infraestructura existente.
- IRENA. Renewable Power Generation Costs in 2024, 2025. Fuente. Datos: LCOE 0.060 USD/kWh, costo instalado 4,015 USD/kW y factor de capacidad 88% para nueva geotermia de 2024.
- U.S. Department of Energy. Geothermal GRID. Fuente. Datos: capacidad firme, flexibilidad, servicios auxiliares e integración con almacenamiento.
- Presidencia de la República. Plan de Crecimiento de Energías Renovables, 24 de junio de 2026. Fuente. Dato: objetivo de incrementar 90% la generación geotérmica entre 2024 y 2030.
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